中哈原油管道头衔天山，尾浸里海，全线总长2800余公里，起点是哈萨克斯坦西部的阿特劳，终点在中国的阿拉山口。

　　2014年的新年钟声敲响之际，中哈原油管道阿拉山口末站流量计显示：2013年，我国第一条跨国能源“巨龙”中哈原油管道向国内输送原油1184万吨。2006年7月商业运行以来，管道累计向国内输送原油超过6360万吨。

　　具有更为重要里程碑意义的是，在同一时间，中哈原油管道阿塔苏—阿拉山口段达到每年2000万吨的输油能力。2013年12月13日，中哈原油管道阿塔苏—阿拉山口段8号泵站和10号泵站建设工程通过了哈萨克斯坦国家委员会验收，它是中哈原油管道有限公司经过9年多努力使管道达到设计输油能力的标志。

　　“攻”下阿拉山口

　　流量计改造工程

　　中哈原油管道达到2000万吨年输油能力是中哈两国政府规划建设这条能源战略管道的既定目标，也是集团公司对管道运营和建设的要求。管道全线增输改造从2012年实施阿拉山口末站流量计改造工程开始进入关键阶段。改造工程面临设备采购周期长、边运行边安装困难重重、跨国工程程序复杂等诸多严峻挑战。

　　对此，中哈原油管道公司中方团队迎难而上，协调中标建设单位先行垫资，提前启动长周期设备的采购，为后期施工争取时间。同时采用先安装两路新流量计撬，在新体积管未到货情况下，利用旧体积管通过加装密度计的方式对两路新流量计进行标定，投产后再更换另外两路流量计撬，保证了输油的连续性。

　　为使阿拉山口末站流量计改造工程顺利通过国家验收，中方团队提前与中哈两国计量院、海关、质检部门等进行沟通，对技术方案、计量方法以及计量证书审批程序做了充分交流，于2012年12月实现了两路质量流量计商业运行。2013年2月底，4路质量流量计全部投产，9月25日EPC合同关闭。中哈原油管道阿塔苏—阿拉山口段按期达到每年2000万吨的计量能力，保障了中哈原油管道在大排量输送条件下的计量能力。

　　构筑“统一战线”

　　赢得中心“战役”

　　2013年4月，中哈原油管道增输改造的中心工程8号泵站和10号泵站建设工程现场施工开始，分别由中国和哈萨克斯坦两家总包单位承建，有效工期不足8个月。

　　中哈原油管道公司是在哈注册成立的中哈合资公司，双方各占50%股权，天然具有“单方同意无效、单方反对有效”的决策管理机制。这一机制有利于保全资产、控制投资、确保工程质量，却对决策速度和工作效率有影响。此外，在工程建设中，公司要协调两国政府部门和多方资源，工程建设的复杂性远非国内工程可比。

　　在哈萨克斯坦施工现场，101公里的沙漠区和400公里的无人区，社会依托无处可寻。冬季气温可降至零下40摄氏度以下，冻土层近2.5米；进入6月，最高气温则高达40多摄氏度。春天雪化后，大段的沼泽地段十分泥泞，大型设备无法进入现场。冬季的阿拉山口更是经常刮起风中夹雪的“白毛风”，风力最强时可达10级。

　　8号泵站由哈方承包商KSS建设。为有效落实中方要求的建设进度，中国石油哈萨克斯坦公司高管人员多次约见KSS高层人员进行协商，与中哈管道公司一起要求承包商增大资源投入，加快工程进展。此后，KSS充分发挥本地公司的人力资源优势，通过倒班制和多点施工措施，有效地解决了前期投入不足的问题。在中哈原油管道公司积极协调下，KSS在人员设备动迁、物资采购和施工组织实施中进展顺利，2013年10月17日，8号泵站建设工程通过工作委员会验收。

　　10号泵站的施工建设由中方CPPE承建。中哈原油管道公司与CPPE共同努力，以中国石油整体一盘棋的工作理念，协调CPPE先期投入大量人力和物力，开展设备、人员动迁，营地建设，长周期设备采办等，同时开展冬季预制工作，为按期完成工程建设赢得了时间。虽然受劳务签证影响，现场施工人员严重不足，但通过挖掘潜力，合理安排施工工序和人员配置，CPPE最大限度地调动了施工人员的积极性。中哈原油管道公司则积极解决现场施工中出现的问题，加大力度解决工程设计与采办和施工间的矛盾，及时完成了现场变更设计的审批。2013年10月23日，10号泵站建设工程通过工作委员会验收。

　　管理提升助力

　　实现“质”的飞跃

　　在增输改造管道“硬件”的同时，中哈原油管道公司从提高管道本体及其附属设施的风险管理水平入手，开始引入管道完整性管理系统，以使管道的安全风险管理从“被动应对型”逐步向“主动预防型”过渡。

　　公司在推进这一管理系统的过程中，充分考虑当前应用的一体化管理系统（IMS）的特点，融合中哈原油管道“完整性管理政策/目标、专业人员组织架构、绩效管理、运行控制程序、管理变更、事故调查、应急维修、档案记录”8项具体程序文件，并引入资产管理概念。

　　在完整性管理体系建立过程中，公司引入了德国ROSEN公司的资产完整性管理软件ROAIMS作为数据管理和评价平台，完成了大部分基础数据和管道内检测数据的上载工作。在2012年—2013年期间，公司对各种内检测腐蚀缺陷和凹陷分别采用国际流行的方法完成了腐蚀管道的剩余强度评价和凹陷的疲劳评价，并在此基础上进一步完成了干线管道的完整性评价。根据评价结果公司制定出风险减缓计划，确定检测时间间隔。2012年—2013年，公司依据评价结果对部分缺陷进行开挖验证，采取了维修措施，取得了较好的风险防控效果。